摘要：2000年，德国引入《可再生能源法》（Erneuerbare-Energien-Gesetz,EEG），推出针对光伏的上网电价补贴（Feed-inTariff），光伏用户将电力卖给电网，可以获得远高于市场价格的长期固定电价（早期高达40-50欧分/kWh），同

2000年，德国引入《可再生能源法》（Erneuerbare-Energien-Gesetz,EEG），推出针对光伏的上网电价补贴（Feed-inTariff），光伏用户将电力卖给电网，可以获得远高于市场价格的长期固定电价（早期高达40-50欧分/kWh），同时保障光伏电力享有优先接入电网的权利，补贴费用由全体电力用户分摊。

十年后2011年，中国在双反压力下引入中国的光伏标杆电价上网政策。两次上网电价补贴推动了德国、中国光伏产业的跨越式发展。

随着光伏成本快速下降，光伏装机量超预期地不断增加，光伏电网渗透率不断增加，德国上网电价补贴弊端越发突出：

财政负担不断增加、标杆电价下光伏企业不参与电力市场等等。从2012年到2017年，德国《可再生能源法》三次修订，先后推出标杆电价灵活下降机制（“呼吸盖”政策）、引入拍卖机制代替标杆电价、全面推进新能源上网改革。

十年后的2022-2025年，中国也同样推进光伏平价上网，在2025年引入拍卖机制代替标杆电价，全面推进新能源上网改革。

这个十年代差不是历史巧合，而是光伏发展的经济学必然规律。2000年，德国光伏渗透率极低，类似中国2010年的情况。2015年左右，德国光伏渗透率进入4-5%的区间，类似中国2015年的情况。

笔者根据这个中德比较，想澄清136号文后光伏发展的三个关键问题：

第一，新引入的光伏竞价机制电价，看似保底，但应该只是在“平均水平”上补贴；项目方仍需优化发电时段、管理交易，以获取完整收益。

竞价机制电价最后形态应该类似德国的市场溢价机制。表面上看是“保底”政策（即总收入约等于竞价中标电价）但实际上，补贴金额是基于市场“平均价格”计算的，而不是项目方实际卖电的价格。因此，项目的最终收益仍然取决于其电力销售能力和时段管理。

举例来说，假设某项目中标电价为8欧分/kWh，而该月德国电力市场的平均价格为5欧分/kWh，则政府将补贴3欧分/kWh的市场溢价。如果该项目能在电价高峰时段多发电并以6欧分/kWh卖出电力，其总收入为6+3=9欧分/kWh，超过了参考电价。

反之，如果它只能多在电价低谷时段以3欧分/kWh卖电，尽管仍获得3欧分/kWh的补贴，但总收入仅为6欧分/kWh，低于参考价。因此，项目方只有通过优化发电时段、精确预测电量、有效参与市场交易，才能真正实现“预期收益”。

第二，光伏项目从“技术导向”逐步迈向“系统导向”和“市场导向”。

项目收益不仅取决于光伏系统自身的发电性能（如组件效率、日照资源、运维水平等），还受到电网结构、区域电价形成机制、化石燃料价格等外部因素的显著影响。

例如，在电网拥堵或调峰能力不足的区域，即使光伏项目本身发电良好，也可能因限发或低价上网而收入受损；反之，在电力供应紧张或电价高波动的市场（如天然气价格上涨导致电价飙升），光伏项目可在高价时段发电并获得更高的收益。

此外，电网侧是否具备良好的储能配置、需求响应机制，也会影响光伏电力的市场价值和项目方的溢价收入。

因此，在市场溢价机制下，光伏项目的收益结构变得更加复杂，呈现出一种从“技术经济性”向“系统适应性”和“市场敏感性”转变的趋势。

第三，136号文之后的两年，我们应该期待什么样的后续政策？其中一个重要方向，就是对负电价现象的制度性应对。

随着“标杆电价+市场报价”双轨制的实施，一些风电和光伏项目在面对市场电价为负的情况下，依然选择以负电价入市发电，因为只要参与市场，即便是负价，也能享受标杆电价差额补贴。

这种制度安排在电力供应充裕、负荷低迷的时段容易导致人为加剧负电价现象，特别是风光出力集中时，系统调节能力不足的区域问题尤为明显。

德国的实践正是一个典型的前车之鉴。

在德国，目前光伏渗透率已达到约13%，风电更高达27%，加起来已经有40%。在这一背景下，德国自2016年起实施了“6小时政策”：

如果某一项目在电力市场中遇到连续6小时电价为负的情况，那么在这段时间内该项目将失去补贴资格，即政府不再支付差额补贴。

这项政策最初仅适用于大型项目，但随着负电价现象扩大、可再生能源渗透率提高，政策适用范围逐步扩展至更小规模的项目和更短的负价时长。

这一政策的核心逻辑在于：让发电行为更贴近真实系统价值，而非靠补贴机制“无视市场信号”。

类似现象在我国也已初现端倪。

2023年以来，山东、甘肃、内蒙古等风光资源充裕区域陆续出现多个时段的负电价，且并非仅限于局部试点市场。

随着风光大基地项目大规模并网、分布式光伏“爆发式”发展，以及用电负荷增长放缓的趋势，负电价的频率和持续时间很可能在未来两年持续上升。

因此，未来我们可以合理预期，监管部门将逐步建立类似于德国的“负电价容忍度”机制，比如设置补贴豁免门槛（如“连续X小时负电价则取消该时段补贴”）；鼓励项目自配储能或参与需求响应，以避免在低市场价值时段强行出力；建立对高频负电价地区的“红黄蓝绿”分区调控机制，限制项目无序集中上网。

这些政策都会倒逼配储、自用、灵活性等。

图表：2019-2024年德国的负电价时间段长度

文章来源：EPE、环境科学与政策

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来源：阿杰说汽车